Дебит газовой скважины формула

расчет и определение по формуле

Дебит скважины — это параметр производительности источника жидкости или газа за единицу времени. Значение дебита характеризует экономическую выгоду эксплуатации нефтяных и газовых горных выработок, мощность водоносного горизонта и перспективу его использования.

Характеристика показателя дебита

Дебит скважины на воду характеризуется объемом жидкости, которая стабильно поступает из источника за единицу времени. Показатель определяет его способность генерировать продукт при определенном режиме эксплуатации.

Параметр учитывает сезонные колебания уровня водоносного горизонта, его истощение. В основном дебит выражается в литрах или м³ за секунду, час, сутки. Дебит нефтяной скважины измеряется в тоннах или м³/час, м³/сутки.

Замер показателя для горной геологической выработки на нефть проводится периодически на специальных мобильных измерительных установках. Их использование позволяет сделать замеры с помощью многоходового переключателя без остановки работы эксплуатационных работ.

Для определения ее дебита в объемных единицах при известном дебите в тоннах применяется формула, учитывающая плотность нефти. Дебит газовой скважины определяют в объемных единицах, приведенных к нормальным условиям.

Полную характеристику качества извлеченной продукции из пласта путем горной выработки характеризует параметр содержания воды. Он измеряется в % и рассчитывается как соотношение количества извлеченной воды к сумме объемов воды и нефти.

Средний дебит скважины, используемый при расчетах, определяется путем деления суточной добычи из всех скважин месторождения к их количеству.

Эксплуатация малодебитных скважин проводится периодически и основана на чередовании периодов извлечения и накопления нефти на забое. При периодической эксплуатации период простоя может колебаться, он зависит от коэффициента продуктивности.

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда, для которого используются насосы. Применение циклического способа позволяет сэкономить электроэнергию, сократить износ оборудования и обеспечить производительность низкодебитных сооружений.

Виды геологических выработок

Горная выработка связана с разведкой или добычей полезных ископаемых. В зависимости от глубины прохождения различают мелкие и глубокие буровые горные выработки круглого сечения. Каждая из них предусматривает технику и технологию бурения, специальное оборудование, эксплуатацию.

Мелкие горные выработки не требуют больших затрат, они могут использоваться временно. Бурение на значительные глубины производят с целью эксплуатации в течение длительного времени.

В зависимости от геологического строения пород и места расположения промышленного слоя с полезными ископаемыми различают геотехнологические и опорные сооружения.

Группа опорных горных выработок связана с поиском и добычей нефти, их глубина может достигать нескольких километров. Разветвленная структура на глубине уходит в разные стороны по нефтепроизводящему пласту, что увеличивает приток «черного золота».

Горные геологические выработки, связанные с добычей газа, как и другие виды, имеют свои специфические особенности. Их невозможно использовать для добычи других полезных ископаемых.

Реже при разработке месторождений закладывают нагнетательные скважины с целью поддержания необходимого давления при эксплуатации пластов. К числу технических горных выработок относится смотровой колодец, широко применяемый в системе водоснабжения в качестве индикатора качества воды.

Сооружения, предназначенные для разведки полезных ископаемых, имеют легкую конструкцию, небольшой диаметр отверстия и являются незаменимыми при разведочных работах.

Буровая горная выработка может производиться несколькими способами, среди которых распространенными являются:

• роторный;
• шнековый;
• ударно-канатный;
• вращательно-колонковый.

Наиболее быстрое бурение обеспечивает вращательный метод, но на практике часто используют роторный способ. Он экономит средства и позволяет оперативно провести оценку перспектив поиска.

Расположение водных горизонтов и их эксплуатация

Глубина горных выработок, предназначенных для водозабора, определяется уровнем расположения горизонта. Для питьевых нужд не используется слой, находящийся вверху. Он представляет собой грунтовые воды, и для его эксплуатации предназначается колодец.

Для добычи межпластовых вод закладывают специальные скважины на песок. Они получили свое название из-за того, что сосредоточены в песчаных отложениях. Для этой выработки глубиной 15-30 м используют принцип шнекового бурения.

Для обсадки применяют трубы диаметром более 10 см, а на дно укладывают фильтр. Дебит скважины на песок или абиссинского колодца составляет 0,6-1,5 м³/час.

В слое известняка скапливается вода высокой чистоты. Но для ее добычи требуется горная выработка глубиной выше 100 м, что зависит от места локализации слоя. Дебит артезианской скважины отличается постоянностью и высоким показателем. Он не зависит от сезонных колебаний и количества осадков.

Вода находится под большим пластовым давлением, что обеспечивает подержание ее уровня в колодце. Срок службы такого сооружения отличается длительностью, но основным недостатком является высокая цена установки для обслуживания.

У артезианских колодцев практически нет загрязнителей, кроме минеральных компонентов слоя, в котором они залегают. Но для их удаления существует система очистки. Качество воды и постоянный ее приток полностью оправдывают затраты, связанные с добычей и эксплуатацией горизонта. Они могут окупиться в течение нескольких лет.

Расчет дебита

Определение дебита скважины является важным параметром, определяющим ее возможности для обеспечения водоснабжения и необходимую производительность насоса.

Каждая буровая выработка имеет свой паспорт, в котором вместе с другими параметрами указывается удельный дебит скважины. Он характеризуется количеством воды, которую необходимо откачать для понижения статического уровня на 1 м.

Как определить дебит скважины на практике? Измерение проводят с использованием емкости объемом 200 л и секундомера. В результате наблюдений фиксируют время, за которое можно набрать 200 л воды.

Расчет дебита скважины производится путем простых арифметических операций. Например, в заданной скважине глубиной 50 м статический уровень воды находится на отметке 30 м. Соответственно, высота водного столба составляет 20 м (50-30).

При откачке воды насосом с расходом 2 м³/ч динамический уровень составил 37 м. Дебит рассчитывается с учетом глубины скважины, производительности насоса и разницы динамического и статического уровня. Для этого примера показатель составит 5,7 м³/ч.

Что такое дебит скважины и как он определяется на практике? После завершения бурения горная выработка отстаивается несколько суток. Столб воды в эксплуатационной трубе должен измеряться без применения откачки. Этот уровень считается статическим.

Если при непрерывном отборе вода не меняет своего зеркала, то этот показатель характеризует динамический уровень. Если интенсивность отбора не превышает отдачу, то зеркало стабилизируется на определенном интервале.

Замер дебита скважины должен производиться периодически. Для этого используют тонкую веревку с грузом на конце. Если показатель уровня воды остается неизменным или уменьшается, то необходимо провести замену фильтра.

kolodetsoved.ru

Замер дебита газа, выходящего из скважины

Глава VI

ЗАМЕР ДЕБИТА ГАЗА, ВЫХОДЯЩЕГО ИЗ СКВАЖИНЫ

АНЕМОМЕТР

Анемометр представляет прибор для определения скорости газа. У него имеется ветряное колесо, приводимое во вращение струей

газа. Вращение этого колеса передаётся червячной передачей шестерёнкам. Имеется несколько пар шестерёнок. У каждой пары шестерёнок отношение числа зубцов 10:1. От каждой шестерни валик выведен наружу и на конце его укреплена стрелка, имеющая циферблат. Первая стрелка показывает метры, вторая —десятки метров, третьясотни метров и т. д. (фиг. 37.)

Анемометр показывает линейную ско-Фиг. 37. Анемометр    рость газа за данный промежуток вре-

Казелла.    мени.

Зная диаметр скважины, из которой выходит газ, мы можем определить дебит скважины в час или сутки по следующей формуле:

<Pv    _/ОГкЧ

Здесь d — диаметр, v — скорость;

Если d выразим в ми v — в MjceK, Q выразится в м³/сек. Предельная скорость газа для анемометра—15 м/сек.

Таблица 23

Таблица площадей сечения

3

0,0046

2

0,002

6

0,018

4

0,0081

10

0,05

0,0324

Диаметр в дюймах . Площадь в м¹ . . .

Предположим что анемометр за 8 мин. показал 2520 м. Диаметр скважины 4".

_п 2520.60-24.0,0081    _лЛ,

Q =-^-= 3674 м»1 сутки.

Перед замером дебита скважину открывают и позволяют газу выводить свободно в атмосферу в течение не менее 1^г/₂ часов. Затем устанавливают анемометр в устье скважины в середине диаметра, перпендикулярно к струе газа и держат так в течение нескольких минут, строго замерив время, в течение которого газ вращал колёса анемометра. Затем смотрят показания стрелок на циферблатах и складывают их.

Анемометр имеет малую точность и всегда даёт преуменьшенные показания.

Было сделано сравнение показаний анемометра с точными замерами трубкой Пито и орифайсами на скважинах Ухтинского района. Оказалось, что при давлении в закрытой скважине от 30 до 40 am и при дебите сполна открытой скважины от 40 до 100 тыс .м³/сутки анемометр показывал на 16—18% меньше фактического дебита.

ОРИФАЙС (ШАЙБНЫЙ ИЗМЕРИТЕЛЬ)

Если скважина даёт небольшой дебит газа, для замера дебита следует применять прибор орифайс. Это наиболее точный способ замера дебита газа.

Аппарат орифайс по стандарту, принятому в США, состоит из следующего набора предметов, изображённых на фиг. 38.

1.    Металлический ниппель (патрубок) внутреннего диаметра 2" и длиной 5".

Патрубок открыт с обеих сторон и имеет на каждом конце наружную резьбу. Сбоку есть отверстие диаметра V₄", и к этому отверстию перпендикулярно к патрубку приварена металлическая трубочка длиной 1" и внутреннего диаметра ¹//'.

2.    Семь шайб. Это — стальные тонкие пластинки, имеющие наружный диаметр 2". Толщина каждой шайбы ¹/₈". В середине каждой шайбы есть круглое цилиндрическое отверстие с прямоугольными, а не закругленными краями. Одна шайба имеет отверстие диаметром ¹U"f Другая — ^х/₄", третья — ³/₈", четвертая — ¹/₂", пятая ³/₄" шестая 1" и седьмая I¹//'. Эти шайбы с отверстиями и называются «орифайс».

3.    Металлическая гайка, навинчиваемая на верхний конец патрубка для удержания шайбы на патрубке.

4.    Резиновая трубка внутреннего диаметра ¹/₄", длиной 0,5 м для соединения патрубка с манометром.

5.    Водяной стеклянный манометр, представляющий стеклянную трубку, изогнутую в виде буквы V. Ртутный манометр при этом способе применять нельзя.

Перед замером дебита скважину открывают и позволяют газу выходить свободно в атмосферу в течение не менее 1,5 часов. Затем на устье скважины надевают крышку, имеющую отверстие с внутрен-яей резьбой, подходящей к наружной резьбе нижнего конца нипиеля

Фиг. 38. Орифайс для замера дебита газа.

лрибора орифайс. Ввинчивают ниппель нижним концом в это отверстие. К боковому отростку ниппеля прикрепляют резиновую трубку, соединенную с манометром. На верхний конец ниппеля кладут какую-нибудь шайбу и навинчивают гайку. При таком положении газ из скважины выходит через небольшое отверстие шайбы. В ниппеле возникает давление. Оно по резиновой трубке передается манометру. Получается высота водяного столба Я, равная давлению в ниппеле. Важно подобрать шайбу надлежащего размера, чтобы получить наиболее точный замер. Чем меньше диаметр отверстия шайбы, тем больше давление в ниппеле. При очень большом и при очень малом давлении точность не так велика. Наиболее точный замер получается, если уровень воды в одном колене манометра поднялся выше уровня в другом колене от 3 до 6".

Такую шайбу и стараются подобрать. Например, если Я больше 8", берут шайбу ближайшего большего размера. Но если даже самая широкая шайба (l¹//') Д^ала давление в 10" вод. столба, точность замера будет вполне достаточной. К прибору приложены таблицы, содержащие суточный дебит газа для каждой из семи шайб и для каждой цифры водяного столба в дюймах от 1 до 10". Цифры даны.для

Пропускная способность шайбного измерителя

(Суточное количество газа выдано в условиях атмосферного давления и температуры наружного воздуха во время замера 15°С. Толщина диафрагмы —3 мм)

о

о

Уд. вес газа

1. Диаметр диафрагменного отверстия — 5 мм

www.neftemagnat.ru

Добыча нефти и газа

Линеаризация уравнения притока и определение коэффициентов. Зависимость Dр2пл от Q не линейна (рис.3.3, кр. 1), поэтому её линеаризуют путем деления на Q.

 Т.о. по результатам испытания для каждого режима вычисляют Dр2пз / Q, полученные значения наносят на график (рис.3.3, кр.2), через нанесённые точки проводят прямую. Значения коэффициента a определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, а значение b - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс. Коэффициенты а и b можно вычислить по методу наименьших квадратов.

Методика расчета свободного дебита. Свободный дебит это дебит, который давала бы совершенная скважина при давлении на устье равном 0,1МПа. Свободный дебит характеризует скважину.

. (3.5)

Порядок расчета. В начале принимаем zср =1 и по формуле (3.5) определяем свободный ориентировочный дебит Qсв. ор . Затем находим забойное давление, соответствующее этому дебиту, разрешая формулу притока (3.1). Если найденное забойное давление не превышает 2МПа (т.е. zср @1), то вычисленное значение Qсв. ор принимается за истинное. Если забойное давление больше 2МПа, то делают пересчет рз и Qсв. с учетом zср , которое определяется для среднего забойного давления, найденного по формуле рср=2рз /3. Процесс вычислений ведут до сходимости.

Скорость истечения на устье - w=0,0068Qсв /D2. (3.6)

Сверхкритическое истечение . Если скорость истечения газа из скважины больше или равна критической (для метана - wкр=400м/с; для этана -287м/с; для пропана - 235м/с), то истечение происходит при абсолютном давлении на устье более 1атм. Свободный дебит в этом случае определяют по формуле

. (3.7)

Здесь m=0,006782w2кр; wкр - критическая скорость истечения; D - внутренний диаметр трубы.

Абсолютно-свободный дебит. Абсолютно-свободный дебит это дебит, который бы давала бы совершенная скважина при давлении на забое равном 0,1МПа. Абсолютно-свободный дебит характеризует продуктивные возможности пласта.

. (3.8)

oilloot.ru

Индексы газовой скважины. индекс продуктивности

Глава VIII ИНДЕКСЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ИНДЕКС продуктивности

Понятие «индекс продуктивности» мы берём из нефтяного дела.

Сделаем попытку приложить его к газовому делу. Проф. Юрен¹³⁹ даёт такое определение:

«индекс продуктивности» = ®м*1сутки--

“стат. ^динам

Здесь Q—добыча, выраженная в м³/сутки;

Рстат — давление в скважине, сполна закрытой;

Роинам—давление при эксплоатации.

И то и другое давление нужно выражать в ата на дне скважины против пласта.

Индекс продуктивности есть суточная добыча, приходящаяся на 1 am диференциального давления при эксплоатации.

В нефтяном деле для определения индекса продуктивности иногда поступают следующим образом.

Останавливают эксплоатацию скважины, выжидают стабилизацию статического давления, определяют это давление, затем возобновляют эксплоатацию при каком-нибудь определённом рабочем давлении, которое иногда на много атмосфер ниже статического, замеряют это давление и суточный дебит и делят суточный дебит на разность давлений, выраженную в атмосферах. Предполагается, что полученный таким путём индекс продуктивности характеризует скважину и пласт для данного момента. Фактически это лишь частичная и условная характеристика. Она зависит от размеров диференциала давления, Если эксплоатацию произвести при более значительном понижении давления, получится другой индекс продуктивности. В большинстве случаев он будет меньше. Индекс продуктивности есть величина непостоянная.

Для более полного выяснения индекса продуктивности следует использовать индикаторную кривую и по ней вычислить индекс. Приведём пример. Предположим, что мы имеем газовую скважину, которая ведёт себя по кривой А (фиг. 18). Характеристика скважины дана в табл. 35. Вычисляем дебит в конкретных цифрах при разном, перепаде давления. Делением цифр 3~го столбца на цифры 2-го столбца мы получаем индекс продуктивности.

Таблица 35

Индекс продуктивности

Будучи сполна открытой, скважина дает 1 млн. м?{сутки газа. Давление 50 ати на дне .скважины против пласта. Скважина ведет себя по кривой А, фиг, 15,

Режим газовый

Это есть лишь один из примеров скважин типа А. Другие скважины покажут иное соотношение величин, но тенденция для всех скважин типа А останется одна: индекс- продуктивности понижается с понижением давления при эксплоатации. Он понижается с увеличением процента отбора. Таблица показывает выгодность эксплоатации при малом перепаде давления. На единицу продукции мы меньше тратим энергии пласта. Форсируя эксплоатацию, мы тратим пластовую энергию с малой эффективностью. Индекс продуктивности сполна открытой скважины в 4 раза меньше индекса продуктивности скважины, эксплоатируемой с противодавлением на пласт в размере 95% статического давления.

Если мы сделаем расчёт по формуле Пирса и Раулинса, лежащей; в основе «способа обратного давления» [формула (42)], то по 2-й и последней строчкам таблицы получим следующие цифры;

2-я строчка:

Q = С (50² — 47,5²) = С -243,75 На I am перепада давления

Q=c    97,5.

Последняя строчка

Q = С (50² — О²) = С -2500.

1 am перепада давления

Индекс продуктивности скважины, сполна открытой, получился почти в 2, а не в 4 раза меньше, чем скважины, эксплоатируемой с противодавлением в 95%. Стало быть, есть ещё какие-то обстоятельства, влияющие на дебит при том или ином противодавлении. Степень п формулы (42) мы, следуя Грэди и Виттеру, приняли равной 1, как это объяснено после формулы 42.

Какие бы скважины типа А мы ни брали, везде окажется, что скважина, эксплоатируемая с очень большим процентом отбора, имеет индекс продуктивности ниже и тратит пластовую энергию менее эффективно, чем та же скважина, эксплоатируемая с малым процентом отбора. В таком случае нужно итти далее и сделать такой вывод.

Скважина, эксплоатируемая при 100%отбора, истратит пластовую энергию наименее эффективно и по окончании её эксплоатации около неё в пласте ещё останется газ, который можно было добыть при меньшем проценте отбора.

Эксплоатируемая с чрезмерным отбором скважина за время своей эксплоатационной жизни даст в сумме меньшее количество газа, чем та же скважина, эксплоатируемая при рациональном проценте отбора.

Против этого вывода возникает очень простое возражение.

Если часть газа осталась, значит есть и давление, а раз есть давление, должна быть и добыча.

Так и выходит по учению о подземной гидравлике. Но не так обстоит дело фактически. Вопрос — значительно сложнее.

Говоря о режимах месторождений (гл. IV), мы дали упрощённое ^и краткое описание режимов и указали только два главных режима и три силы. Фактически и режимов, и сил — больше, да и в двух главных режимах процессы идут сложнее, чем было указано в кратком описании.

Учение о подземной гидравлике рассматривает пористый пласт как резервуар постоянного объёма. Фактически пористый пласт при эксплоатации, не'есть резервуар постоянного объёма,

Когда чрезмерным отбором очень бистро снижено давление в пласте, кровля пласта осела, стенки пор и каналов сблизились, зёрна

www.neftemagnat.ru

Методы расчета дебитов скважин и забойных давлений добывающей газовой скважины +Видео

Работы по созданию скважины на придомовом участке предусматривают бурение, укрепление оголовки. По завершению, фирма, которая выполняла заказ, составляет документ на скважину. В паспорте указывают параметры сооружения, характеристики, измерения и расчет скважины.

Процедура проведения расчета скважины

Работники компании составляют протокол осмотра скважины и акт передачи в пользование.

Процедуры являются обязательными, поскольку дают возможность получить документальное подтверждение исправности конструкции, возможности введения ее в эксплуатацию.

В документацию вносят геологические параметры и технологические характеристики :

1. Постоянный уровень воды в скважине в состоянии покоя. Измерение проводят в метрической системе от грунта до верхнего уровня воды.
2. Глубину водного слоя, либо высота фильтра обсадной трубы над дном скважины.
3. Уровень воды в динамике в процессе работы насоса, при этом водный уровень опускается на пару метров. Эти данные необходимы для расчета глубины опускания насоса.
4. Параметры отдачи воды под воздействием нагрузки, которые получают при расчете параметров. Характеристики имеют название – дебит скважины.

Расчет производительности скважины на воду оценивают при помощи определения дебита.

Для вычисления дебита пользуются стандартной формулой:

D = (V_ч х H) : (h_c – h_д)

Полученная величина дает возможность получить представление о мощности водозабора.

Расшифровка формулы:

• h_c – уровень воды в статике;
• h_д – уровень воды в динамике.
• D – дебит;
• V – продуктивность работы насоса;
• H – высота столба воды;

Пример расчета скважины:

1. глубина скважины – 60 м;
2. продуктивность насоса (V) – 2 м³/ч;
3. уровень в статике (h_c) – 40 м;
4. уровень в динамике (h_д) – 32 м;
5. высота столба воды (H) 60 – 40 = 20 м.

После подстановки данных, получается расчет дебита – 5 м³/ч.

Для того, чтобы проверить правильность подсчета, запускают пробную качку воды на большой мощности насоса. Это позволяет улучшить показатели динамики

На практике для точности расчета пользуются второй формулой. После получения значений дебита, определяют средний показатель, позволяющий точно определить рост продуктивности при увеличении динамики на 1 м.

Формула расчета:

Dуд = D2 – D1/h3 – h2

• Dуд – дебит удельный;
• D1, h2 — показатели первого испытания;
• D2, h3 — показатели второго испытания.

Чем ниже уровень водоотдачи, тем значительней разница уровней, и тем меньше результат величины.

Исходя из показателей, делают вывод о низком качестве скважины.

Лишь при помощи проведения исчислений подтверждается правильность выполнения исследований и бурения водозабора.

Расчетные характеристики на практике

Знакомство с методами расчета водозаборной скважины провоцирует возникновение вопроса – зачем нужны эти знания обычному пользователю водозабора? Здесь важно понимать, что водоотдача – единый способ оценивания работоспособности скважины, для того чтобы удовлетворить потребность жильцов в воде до подписания акта приема-передачи.

Чтобы в дальнейшем не возникало проблем, действуйте следующим образом:

1. Расчет проводится с учетом количества жильцов дома. Средний показатель потребления воды – 200 л на одного человека. Сюда прибавляют расходы на хозяйственные нужды и техническое использование. При расчете на семью из 4-х человек получаем наибольшее потребление воды 2,3 кубометра/час.
2. В процессе составления договора в проекте берется значение продуктивности водозабора на уровне не меньше 2,5 — 3 м³/ч.
3. После завершения работ и расчета уровня скважины, производят откачку воды, замер динамики и определение водоотдачи при наибольшем расходе домашнего насоса.

Проблемы могут возникнуть на уровне расчета дебита скважины на воду в процессе контрольной выкачки насосом, принадлежащим компании исполнителю.

Сила отдачи воды насосом небольшой мощности и агрегатом с заданной продуктивностью могут иметь разительные отличия.

Скорость прилива при маленьком расходе может удовлетворить поддержание показателя динамики, которого хватит для продуктивности насоса.

Выкачка воды агрегатом с большой мощностью, даже при оптимальных показателях дебита на первом опыте, скорости наполнения может не хватить для поддержания уровня воды в динамике.

Чем это грозит? В засушливый период, с учетом получения оптимальных показателей водозабора, воды не хватит для удовлетворения потребностей дома.

Для оптимального вычисления дебита необходимо провести его для насосов с разной мощностью.

Для этого используют формулу:

Dу = (U₂ – U ₁) : (h₂ – h₁)

• U₁ — расход слабого насоса;
• U₂ – расход мощного насоса;
• h₁ – показатель уменьшения уровня воды для слабого насоса;
• h₂ – показатель уменьшения уровня воды для мощного насоса;
• Dу – высота столба воды.

Расчет водоотдачи осуществляют путем умножения величины удельного дебита на высоту столба, от поверхности воды до входа в отверстие насоса для забора.

Статический уровень определяют при помощи поплавка или грузика с малым весом, которые цепляют на метровом расстоянии, при помощи шнурка из капрона. Данный метод используют для замера глубины воды в колодце. Опуская грузик нужно сделать пометку на шнуре. Определяют наиболее слабое место и получают показатель статики. Дистанция до отверстия в насос измеряют по длине шланга и добавляют к значению длину корпуса.

Продуктивность работы скважины измеряется м³/час (секунду, сутки). Показатель дебита скважины определяют при выборе продуктивности работы насоса для воды.

Рекомендации специалистов

Моменты, которые определяют скорость наполнения скважины водой:

1. Объем слоя воды;
2. Быстрота его уменьшения;
3. Глубина залегания грунтовых вод и изменения уровня в зависимости от сезона.

Скважины с продуктивностью забора воды менее 20 м³/сут., считаются малопродуктивными.

Причины низких показателей дебита:

• особенности гидрогеологической ситуации местности;
• изменения грунтовых вод в зависимости от времени года;
• замусоривание фильтров;
• засоры в трубах, которые подают воду наверх либо их дефлорация;
• естественный износ насоса.

Если после ввода скважины в работу обнаружены проблемы, это говорит о том, что на стадии расчета параметров были ошибки. Поэтому этот этап – один из самых важных, который нельзя упускать из виду.

Для того чтобы увеличить продуктивность работы водозабора, увеличивают глубину скважины с целью вскрытия дополнительного слоя воды.

Также, используют методы выкачки воды опытным путем, применяют химическое и механическое воздействия на водные слои, либо переносят скважину в другое место.

domsdelat.ru

Регулирование дебита и давления газовых скважин необходимость установления „процента отбора"

РАЗДЕЛ ВТОРОЙ ДОБЫЧА ГАЗА

Глава IV

РЕГУЛИРОВАНИЕ ДЕБИТА И ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НЕОБХОДИМОСТЬ УСТАНОВЛЕНИЯ „ПРОЦЕНТА ОТБОРА"

Промышленная продуктивность и оптимальное давление при эксплоатации

В эксплоатации газовых скважин главным является вопрос о регулировании давления в скважине и об установлении определенных размеров эксплоата'ционного дебита.

Отбирать можно лишь определенный рациональный процент того дебита, который скважина дает, будучи сполна открыта.

В области добычи газа существует термин «практическая продуктивность скважины» ^г. Размеры практической продуктивности выражают в процентах от дебита сполна открытой скважины, и в США считают, что практическая продуктивность не должна превышать 25% дебита открытой скважины. Практическая продуктивность есть эффективный и экономически выгодный дебит. Указанные размеры ограничения в виде 20 или 25% относятся к более или менее крупным дебитам и к начальным стадиям эксплоатации. После того, как вследствие истощения пласта давление в нем сильно понизилось, допустимо брать весь дебит, который может давать скважина. В последнюю стадию эксплоатации можно добывать газ под вакуумом.

Практическая продуктивность скважины есть определенная для каждого месторождения величина. Она составляет лишь некоторую долю того максимального дебита, который скважина в течение короткого времени может давать, если ее сполна открыть в атмосферу или направить газ в газопровод, не оказывающий существенного противодавления на пласт. Практическая продуктивность скважины есть именно промышленная продуктивность. Она длится долгое время и не приносит вреда ни скважине, ни пласту. При такой продуктивности пласт и скважина спокойно работают. Для получения практической продуктивности нужно добывать газ с определенным противодавлением. Для каждого пласта существует «оптимальное рабочее давление» в скважине против пласта.

Это оптимальное давление и определяет «практическую продуктивность». Его выражают в процентах от давления в скважине, сполна закрытой, т. е. от того давления, которое во время добычи имеется в пласте в удалении от скважины, там, где пласт еще не истощен.

Детальное изучение газовых месторождений района Осэдж в штате Оклахома показало, что оптимальное рабочее давление в пласте около скважины, т. е. абсолютное давление на дне скважины во время эксплоатации составляет 90% давления на дне скважины, сполна закрытой, и что практическая продуктивность скважины при таком давлении составляет 20% дебита скважины, сполна открытой. Для эксплоатации района Осэдж и был установлен этот способ, получивший название «?90-процентный метод».

90-процентный метод распространился и в некоторых других газоносных районах США.

Исследование прочих газоносных районав Оклахомы показало, что „практическая продуктивность" скважин в них при 90% давления составляет 25% дебита скважины, сполна открытой.

Всякая газовая скважина более или менее значительного дебита есть газовый фонтан, так как газ сам выходит из скважины. Всякий газовый фонтан, как и нефтяной, должен быть отрегулирован. Газовый дебит еще более нуждается в регулировании, чем нефтяной, так как скорость вытекания газа из пласта во много раз больше скорости вытекания нефти.

РАЗРУШИТЕЛЬНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ ЧРЕЗМЕРНОГО ДЕБИТА

Добыча газа из скважин с чрезмерным процентом отбора может иметь разрушительные последствия.

Кратер

Если скважина дала очень большой дебит, выходящий из нее с громадной скоростью газ может выбросить обсадные трубы, разрушить вышку, раскрыть воду, размыть стенки скважины и превратить скважину в кратер. Это влечет за собой обводнение и гибель части месторождения, окружающей скважину. В истории газового и нефтяного дела было много таких случаев образования кратеров вследствие выхода из скважины громадных количеств газа с большой скоростью. В 1927 г. в газоносном районе Монро в штате Луизиана мы видели такой кратер, возникший из газовой скважины. Он представлял озеро грязной воды, длиной около 60 м, шириной — около 40 м. По нему в тихую погоду вздымались волны вышиной до 3 м. Это — газ подымал воду. В озере плавали обломки вышки. Все остальное провалилось в озеро или кратер. Ушло в атмосферу громадное количество газа.

Случаи превращения газовых фонтанов в кратеры были и в СССР.

Газ может сильнее разрушать стенки скважины, чем нефть, так как его скорость вытекания из пласта и протекания по скважине в десятки раз превышает скорость нефти, а скорость создает «скоростной напор», могущий превращаться в механическую работу.

При большой скорости газ выбрасывает породу пласта, выбрасывает камни, обсадные трубы и пр., разрушает стенки скважины и вышку, выбрасывает раскрывшуюся верхнюю воду и т. д. Вместе с тем в атмосферу уходит из пласта громадное количество газа.

Когда мы высказывали мнение, что при большом дебите скважины газ может итти по пласту к скважине с большой скоростью, некоторые исследователи нам возражали, говоря: газ по пласту даже при большом дебите идет медленно. При этом они основывались на формулах Дарси, Слихтера, Шривера, J1. С. Лейбензона и др. Действительно, в этих формулах есть поперечное сечение пористого пласта или его мощность. Если разделить Q м^ъ\сек на поперечное сечение пористого пласта в м²_у получится малая скорость. Но одинакового равномерного течения газа по всей мощности пористого пласта никогда не бывает. Пласты имеют неоднородную структуру. Они содержат поры и каналы различных размеров и разного характера. Пласт обычно состоит из отдельных слоев различной пористости и разной проницаемости. В пласте есть самые разнообразные пути для газа: широкие и узкие: более или менее прямолинейные и извилистые; пути с пережимами; пути, кончающиеся тупиками; пути, поворачивающие обратно; хорошие,прямые широкие трещины с гладкими стенками; неровные, узкие, извилистые трещины; открытые трещины; засоренные или полуза-иолненные трещины; каверны и т. д. Особенно неоднородны пути в известняках и доломитах.

Газ к скважине идет, главным образом, по наиболее широким каналам, трещинам и порам. Он идет по избранным путям, и в них при большом дебите скважины он имеет большую скорость. По узким извилистым каналам он идет медленно. Одновременно с этим в мелкопористых частях пласта газ может стоять неподвижно. В пласте наблюдается явление движения газа обходными путями, причем значительная часть мощности пласта может остаться в стороне от движения газа.

Нельзя брать «среднюю скорость» для всей «эффективной пористости» или для всей мощности пласта. Средней скорости фактически не существует. Есть лишь фактические скорости и при том самые разнообразные. Главная масса газа, снабжающая скважину большого

www.neftemagnat.ru

Смотрите также

• 
  Бурение скважин на воду посейдон
• 
  Люк для скважины своими руками
• 
  Бурение скважин на воду в армавире
• 
  Выкидные линии скважин это
• 
  Как определить где копать скважину на участке
• 
  Альтернатива скважине на даче
• 
  Лист глушения скважины
• 
  Бурение скважин на воду мозырь
• 
  Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации или ремонта скважин
• 
  Почему чернеют руки от воды из скважины
• 
  Определение параметров пласта по данным исследования скважин